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En los d\u00edas m\u00e1s fr\u00edos del invierno, muchas f\u00e1bricas apagaron las m\u00e1quinas. No fue por falta de pedidos, sino porque producir se hab\u00eda vuelto demasiado caro.<\/strong> Para varias plantas de cer\u00e1mica, ladrillos y otros insumos de la construcci\u00f3n, frenar la l\u00ednea o directamente apagarla resultaba m\u00e1s barato que pagar la factura de la energ\u00eda.<\/strong><\/p>\n Con el invierno ya terminado, un informe de la consultora Econom\u00eda & Energ\u00eda (EyE) permite medir el tama\u00f1o de ese golpe. Entre junio y agosto, la electricidad para los comercios y las peque\u00f1as industrias que se abastecen a trav\u00e9s de las distribuidoras cost\u00f3 US$146 por MWh, un 55% m\u00e1s que un a\u00f1o atr\u00e1s<\/strong>. Para los hogares, en cambio, la suba fue de 6%, hasta US$100 por MWh.<\/p>\n La diferencia no fue casual. Con poco margen fiscal, el Gobierno decidi\u00f3 que el gas local, m\u00e1s barato, fuera a las casas, y que el gas natural licuado (GNL) importado quedara para las empresas y las centrales t\u00e9rmicas. <\/strong>Ese GNL pas\u00f3 de unos US$11 a US$26 por mill\u00f3n de BTU (medida inglesa que se usa en el sector) por la guerra en Medio Oriente. <\/p>\n As\u00ed, el costo del gas para la demanda prioritaria \u2014principalmente los hogares\u2014 baj\u00f3 4,7%, a US$4,9 por mill\u00f3n de BTU, mientras el sobrecosto se trasladaba a la industria y a la luz<\/strong>. Las familias, de todos modos, tambi\u00e9n pagaron m\u00e1s, ya que el precio del gas en sus facturas subi\u00f3 32,8%<\/strong>, hasta US$2,9 por mill\u00f3n de BTU por la quita de subsidios. El Estado cubri\u00f3 la diferencia entre ambos valores.<\/p>\n En las usinas, el precio del gas importado aument\u00f3 68% interanual; el del gasoil, 40%; el del fueloil, 23%, y el del gas local, 16%. <\/strong>Como adem\u00e1s quemaron menos gas propio y m\u00e1s combustibles alternativos, el gasto en gas importado para generar electricidad se duplic\u00f3. <\/p>\n A eso se sum\u00f3 el mayor costo de Yacyret\u00e1<\/strong>, la represa que la Argentina comparte con Paraguay, por la actualizaci\u00f3n del acuerdo entre ambos pa\u00edses<\/strong>, y de la electricidad importada desde Brasil. El resultado fue un costo promedio de generaci\u00f3n de US$123 por MWh, 30% m\u00e1s que en el invierno de 2025.<\/strong><\/p>\n Con la reforma del mercado el\u00e9ctrico, adem\u00e1s, cada usuario pag\u00f3 seg\u00fan d\u00f3nde compr\u00f3. En el mercado spot<\/em>, donde la energ\u00eda se paga al precio de cada momento, sin contratos previos, el costo promedi\u00f3 US$173 por MWh, 84% m\u00e1s que el costo promedio del invierno pasado. <\/strong>Los grandes usuarios que firmaron contratos antes del fr\u00edo quedaron a salvo y pagaron US$90. Pero las distribuidoras deben comprar en el <\/strong>spot <\/strong><\/em>parte de la energ\u00eda de los comercios, que absorbieron ese salto.<\/strong><\/p>\n El golpe lleg\u00f3 en el peor momento. La industria cay\u00f3 5,1% en julio frente a junio y apenas rebot\u00f3 1,9% en agosto.<\/strong> Entre enero y agosto acumul\u00f3 una contracci\u00f3n de 2,7% seg\u00fan el Indec. Ya en junio, la Uni\u00f3n Industrial Argentina (UIA) advert\u00eda que al menos una de cada dos industrias evaluaba reducir su actividad <\/strong>porque no ten\u00eda margen para absorber el mayor costo del gas, y el Ministerio de Econom\u00eda rechaz\u00f3 su pedido de compartir el sobrecosto. <\/p>\n En el Gobierno defend\u00edan el esquema con el argumento de que se trataba solo de unas semanas al a\u00f1o y de que el costo anual del gas en la Argentina es el m\u00e1s bajo de la regi\u00f3n.<\/strong><\/p>\n Las f\u00e1bricas recortaron consumo. La demanda industrial de gas cay\u00f3 7% en el invierno, a 31 millones de metros c\u00fabicos diarios<\/strong>. Entre junio y julio, mientras la producci\u00f3n industrial bajaba 2,9% interanual y el consumo de gas de las plantas ca\u00eda 6,4%, la demanda el\u00e9ctrica de los grandes usuarios creci\u00f3 5,4%. Para EyE, el encarecimiento del gas habr\u00eda llevado a algunas empresas a reemplazarlo por electricidad en determinados procesos<\/strong>.<\/p>\n Aun con tarifas m\u00e1s altas, el esquema no alcanz\u00f3 para cubrir los costos. Los comercios pagaron un precio estacional de US$83 por MWh, 30% m\u00e1s que en 2025<\/strong>, pero cubrieron apenas el 57% del costo de su energ\u00eda, contra el 67% del a\u00f1o pasado. <\/p>\n La diferencia la puso el Tesoro. Los subsidios energ\u00e9ticos sumaron US$3254 millones entre enero y agosto, 40% m\u00e1s que en igual per\u00edodo de 2025<\/strong>, y las transferencias a Cammesa, la empresa que administra el mercado el\u00e9ctrico, pasaron de US$1591 millones a US$2611 millones.<\/p>\n Esa cuenta podr\u00eda pasar a las empresas el a\u00f1o pr\u00f3ximo. El proyecto de Presupuesto 2027 prev\u00e9 recortar 45% los fondos para Cammesa <\/strong>y que los usuarios no residenciales paguen el 99,75% del costo de la energ\u00eda. Si los precios se mantuvieran en los niveles de este a\u00f1o, EyE calcula que la tarifa final de los comercios deber\u00eda subir 19%.<\/p>\nApagar o pagar<\/span><\/h2>\n<\/p>\n